ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ БУРЕНИИ В ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

  Главная        Учебники - Техника         Технологические свойства буровых растворов (Михеев В. Л)

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  ..

 

 

§ 12. ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ БУРЕНИИ В ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Состав и свойства буровых растворов во многом обусловливают эффективность повышения буримости пород, энергетические условия очистки забоя от выбуренной породы, устойчивость стенок скважин и т. д. Решение этих вопросов в значительной мере облегчило бы оптимизацию процесса бурения и промывки скважины. Известно, что состав, реологические, фильтрационные, коллоидные и физико-химические свойства буровых растворов существенно влияют как на устойчивость стенок скважин, сложенных неустойчивыми породами, так в целом на процесс бурения.

Из практики бурения глубоких скважин известно, что в некоторых случаях буровой раствор, весьма благоприятный для процесса разрушения горных пород, оказывался непригодным для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Поэтому при выборе системы бурового раствора необходимо четко определить цели и задачи раствора как промывочной среды.

Если необходимо сохранить устойчивость стенок скважин, то состав и свойства бурового раствора должны обеспечить сохранение естественной влажности и прочности глинистой породы на стенке скважины и одновременно нормальное проведение процесса разрушения породы. Таким условием соответствуют буровые растворы, обладающие низкой поверхностной и осмотической гидратацией, химический потенциал которых близок к химическому потенциалу глинистой породы. Создать и разработать такие универсальные системы буровых растворов, с помощью которых можно разбуривать глинистые сланцы различного минералогического и кристаллохимического состава, очень сложно. Для того чтобы подобрать раствор, соответствующий разбуриваемым глинистым сланцам, необходимо знать: минералогический и кристаллохимический составы глин, их физические и механические характеристики; активность глинистого сланца и его химический потенциал; условия напряженного состояния, глубину залегания и температуру массива глины; плотность, влажность, сплошность или трещиноватость; соотношение содержания активных фракций в глине и включений гидрофобных пород, не взаимодействующих с водной фазой.

Многие из этих показателей нельзя определить непосредственно в скважине, поэтому необходимо провести опыты в лабораторных условиях.

В связи с этим возникают трудности, связанные с выбором соответствующего бурового раствора из-за недостатка информации

о составе и свойствах разбуриваемых в скважине глин. Однако большой опыт бурения в глинистых отложениях уже сейчас позволяет условно классифицировать глинистые породы по их совместимости с промывочной средой. Классификация буровых растворов, соответствующих условиям бурения в глинистых сланцах, приведена в табл. 6. Из табл. 6 следует, что условно глинистые сланцы можно разбить на четыре класса. К первому (I) классу относятся мягкие и пластичные глины, состоящие из Nа- и Са-монтмориллонита, каолинита, иллита, содержащие 20—40% глинистых фракций, активно взаимодействующих с водой. Для этого класса глин характерны высокая влажность (25—40%) и низкая плотность (1,2—1,5 г/см3). Глины такого типа рекомендуется разбуривать эмульсионными буровыми растворами, насыщенными солью, ингибированными растворами на основе хлористого кальция, инвертными эмульсиями с регулируемой водной фазой. Концентрацию солей электролитов следует поддерживать в пределах насыщения, так чтобы обеспечить равновесие активностей водной фазы бурового раствора и глинистой породы. Возможно также применение полимерглинистых растворов на основе реагентов биополимерного типа.

Для второго (II) класса глин, представленных трещиноватыми, твердыми глинистыми сланцами с прослойками Na-монтморилло-нита, иллита, содержащими 20—30% активных к воде фракций глинистых минералов, с влажностью 15—25% и плотностью 2,2-2,5 г/см3, рекомендуются слабоминералнзованные буровые растворы с низкой водоотдачей, эмульгированные нефтью. Для разбуривания таких глинистых сланцев могут быть также применены соленасыщенные растворы, инвертные эмульсии с регулируемой водной фазой. При сильной трещиноватости и высокой линейной пористости и перемятости пород, чтобы предотвратить поглощения промывочной среды, можно применять аэрированные растворы (псевдоожиженные системы).

Для третьего (III) класса глинистых сланцев, представленных хрупкими и обезвоженными аргиллитами и алевролитами с низкой проницаемостью, содержащих 20—30% активных к воде глинистых минералов, с естественной влажностью 5—15% и плотностью 2,2—2,5 г/см3, рекомендуется применять ингибированные буровые растворы (гипсовые, хлоркальциевые), инвертные эмульсии с регулируемой водной фазой или известковобитумные растворы (ИБР).

К четвертому (IV) классу относят твердые, обезвоженные, трещиноватые глинистые сланцы, сильно метаморфизованные под действием высоких температур и давлений, часто нарушенные тектоническими подвижками, содержащие от 5 до 30% активных к воде глинистых минералов с естественной влажностью 2—5% и плотностью 2,5—2,7 г/см3. Такие глинистые сланцы весьма чувствительны к щелочности бурового раствора и величине его водоотдачи. Для вскрытия таких глинистых пород рекомендуют пресные буровые растворы с низкой водоотдачей, обработанные лигносульфонатами, феррохромлигносульфонатами, хромлигно-сульфонатами. В последние годы рекомендуется разбуривать такие сланцы высококонцентрированными инвертными эмульсиями с регулируемой активностью водной фазы и растворами на нефтяной основе (ИБР, РНО и др.).

Приведенная классификация буровых растворов для бурения глинистых сланцев основана на зарубежном опыте проводки глубоких скважин в глинистых отложениях. В последние годы
хорошие результаты были получены при бурении глинистых сланцев на известково-битумных растворах, разработанных Л. К. Мухиным. Данные бурения одной из таких скважин (скв. 55 Лев-кинская) в Ахтырском УБР объединения Краснодарнефтегаз приводятся в табл. 7; кроме того, в таблице приводятся данные бурения скв. 35 и 50 той же площади, но с промывкой солестойким буровым раствором па водной основе.

Результаты бурения этих скважин убедительно показывают преимущество применения известково-битумных растворов при бурении в глинистых отложениях но сравнению с промывкой солестойкими буровыми растворами на водной основе.

Опыт бурения скважин в глинистых отложениях с промывкой инвертными эмульсиями с регулируемой активностью водной фазы показал, что эти системы тоже обеспечивают надежную устойчивость стенок скважин. Однако при вскрытии глин с промывкой растворами на углеводородной основе, характеризующимися высоким норовым давлением, требуется утяжеление их баритом до плотности, равной градиенту давления. В противном случае могут возникнуть хрупкие обвалы и осыпи из-за концентрации напряжений на стенках ствола скважины, вызванных разностью между норовым давлением в глинах и низкой плотностью растворов на углеводородной основе.

Из опыта бурения глинистых отложений с аномально высоким поровым давлением с промывкой растворами на углеводородной основе и инвертными эмульсиями в нашей стране и за рубежом известны случаи нарушения устойчивости ствола в глинистых отложениях в виде хрупких осыпей. Это вызвано наличием высоких (25—35 кгс/см2) внутренних перепадов напряжений на стенке ствола скважины, обусловленных низкой плотностью растворов на неводной основе, недостаточной для создания гидростатического противодавления на глинистую породу.
Следует иметь в виду, что при промывке скважин углеводородными жидкостями (ИБР, БИЭР и др.) нельзя допускать поглощения раствора в открытом стволе, сложенном глинистыми сланцами. При поглощении углеводородного раствора и резком снятии противодавления на глинистую породу может возникнуть лавинный хрупкий обвал породы, и бурильный инструмент окажется прихваченным. Ликвидация такого рода обвалов сложна и чаще всего приводит к забуриванию нового ствола. Поэтому необходимо поддерживать плотность раствора на уровне градиента пластового давления и не допускать гидроразрыва пластов при бурении.